Новости ТЭК, пятница, 20 июня 2025 года: нефть на пути к $80 на фоне конфликта на Ближнем Востоке

К утру 20 июня 2025 года глобальный топливно-энергетический комплекс продолжает находиться под влиянием геополитических и рыночных факторов последних дней. Цены на нефть демонстрируют дальнейший рост, подтягиваясь к новым максимумам на фоне военного противостояния на Ближнем Востоке. Газовый рынок также учитывает возникшую премию за риск, хотя высокие запасы сдерживают волатильность. В других сегментах – от электроэнергетики до угля и возобновляемых источников – наблюдаются свои тенденции: инвестиции, реформы и адаптация к меняющимся условиям. Ниже представлен подробный обзор основных новостей ТЭК на пятницу.

Рынок нефти: конфликт толкает котировки к максимумам

Brent уверенно держится вблизи многомесячных максимумов – около $78 за баррель – после резкого скачка цен, вызванного эскалацией конфликта между Израилем и Ираном. С начала месяца нефть подорожала примерно на 25%, и в течение торгов цены ненадолго превышали отметку $79, что стало рекордом почти за полгода. Инвесторы закладывают в цены существенную геополитическую премию, опасаясь перебоев в поставках из богатого нефтью региона. Вооруженное противостояние продолжается с 13 июня, когда Израиль нанес упреждающий удар по объектам иранской ядерной инфраструктуры. В ответ Иран атаковал ракетами и беспилотниками ряд израильских целей. Соединенные Штаты заняли жесткую позицию: Вашингтон потребовал от Тегерана фактически капитуляции и пригрозил вмешательством, что усилило нервозность на рынке нефти.

Пока фактических сбоев в экспорте нефти нет, но риски остаются повышенными. Израильские авиаудары нанесли ущерб некоторым энергетическим объектам Ирана – сообщалось о пожаре и временной остановке добычи на газовом месторождении «Южный Парс» и повреждении нефтехранилища в районе Шахран. Однако ключевые экспортные мощности Ирана, в том числе терминал на острове Харк, продолжают функционировать, и поставки иранской нефти на мировой рынок не прерываются. Более того, Тегеран воспользовался высоким спросом и ценами: по оценкам отрасли, экспорт иранской нефти достиг ~2,3 млн баррелей в сутки, что значительно выше уровня прошлого года (основной покупатель – Китай).

Иран пригрозил перекрыть Ормузский пролив – стратегическую артерию, через которую перевозится около 20% мировой нефти и значительная доля СПГ. Полная блокировка Ормуза рассматривается аналитиками как маловероятный сценарий, поскольку нанесет ущерб и самой иранской экономике, а мировые державы вряд ли допустят столь радикальный шаг. Тем не менее сам факт таких угроз подогревает цены: некоторые прогнозы указывают, что в случае худшего развития событий (например, закрытия пролива) котировки нефти могут временно взлететь до трехзначных уровней (есть оценки $120–130 за баррель). В базовом же сценарии эксперты считают текущий уровень цен отражением ~$10 «премии за риск» из-за неопределенности. Даже если конфликт начнет затухать, цены, скорее всего, не опустятся быстро к прежним <$70, поскольку рынок теперь более чувствителен к геополитике.

ОПЕК+ занимает выжидательную позицию. Представители альянса заявляют, что ситуация пока не требует экстренных действий: физических перебоев с поставками не произошло. Генсек ОПЕК+ Хайсам аль-Гайс отметил, что текущие квоты добычи менять преждевременно. Страны ОПЕК+ продолжают следовать ранее намеченному плану постепенного наращивания добычи после сокращений. В то же время совокупный объём свободных мощностей ключевых участников картеля (около 3 млн баррелей/сутки, в основном у Саудовской Аравии и ОАЭ) теоретически способен компенсировать потенциальное выпадение иранской нефти, если это потребуется. Таким образом, альянс пытается не допустить перегрева рынка и внимательно следит за развитием событий, сохраняя готовность при необходимости задействовать резервы.

• Brent держится около $78–79 за баррель, отражая высокую премию за геополитический риск.
• Конфликт Израиль–Иран и жесткая риторика США подпитывают опасения перебоев поставок (Ормузский пролив под пристальным вниманием).
• ОПЕК+ пока не вносит корректив: у картеля есть резерв мощностей, чтобы при необходимости стабилизировать предложение на рынке.

Газовый рынок: премия за риск и отказ Европы от российского газа

Цены на природный газ в Европе демонстрируют рост на фоне общей нервозности рынков. Еще в начале недели газовые котировки на хабе TTF удерживались ниже €40 за МВт·ч благодаря комфортным запасам и низкому летнему спросу, однако к концу недели появилась восходящая динамика. Фьючерсы на газ подскочили шестую сессию подряд и приблизились к психологическому уровню $500 за 1000 кубометров (около €45 за МВт·ч). Инвесторы закладывают риск возможных сбоев с поставками СПГ из Персидского залива: через Ормуз идет экспорт сжиженного газа из Катара (обеспечивает ~20% мирового СПГ), и эскалация вокруг Ирана автоматически повышает страх премии в ценах на газ.

Дополнительным фактором давления на европейский рынок стало политическое решение об отказе от российского газа. Еврокомиссия утвердила финальную «дорожную карту» по полному прекращению закупок российского газового топлива в ближайшие годы. В частности, план предусматривает, что с 1 января 2026 года страны ЕС не смогут заключать новых контрактов на поставку российского трубопроводного газа или СПГ. Кроме того, к середине 2026 года должно быть завершено исполнение всех ранее заключенных краткосрочных контрактов (сроком до 1 года). Фактически Европа официально устанавливает сроки, после которых российский газ полностью выйдет из ее энергетического баланса. Это заставляет европейских импортеров и альтернативных поставщиков заранее перестраивать логистику и договорные отношения, внося элемент неопределенности в среднесрочную перспективу.

При этом текущая ситуация на газовом рынке ЕС относительно устойчива. Подземные хранилища газа заполняются опережающими темпами: по последним данным, в среднем они заполнены более чем на 70–75% от емкости – рекордно высокий уровень для середины июня. Такая подушка безопасности снижает риск дефицита предстоящей зимой и частично успокаивает рынок. Также в пользу стабилизации играет фактор спроса: лето в Европе пока выдалось умеренно теплым, потребление газа для электрогенерации и кондиционирования не превышает норму, а промышленный спрос остается сдержанным. Всё это помогает нивелировать краткосрочные ценовые всплески.

Отмечается, что импортные потоки газа в ЕС сильно изменились по сравнению с прошлыми годами. Поставки трубопроводного газа из России сейчас сведены к минимуму – транзит через Украину прекращён, а на прошлой неделе «Газпром» временно останавливал прокачку по «Турецкому потоку» для плановой профилактики, что приводило к тому, что экспорт в ЕС на несколько дней упал практически до нуля. Однако Европа сумела диверсифицировать источники: рекордные объёмы СПГ поступают из США, Катара и других стран, также увеличены поставки газа из Норвегии, Алжира, Азербайджана. Доля России в газовом импорте ЕС за последние два года сократилась более чем на 70%, и теперь европейский рынок гораздо менее уязвим к перебоям из РФ. Благодаря этому даже геополитическая напряженность на Ближнем Востоке имеет ограниченное влияние: конфликт не затрагивает прямых поставок газа в Европу, а разнообразие маршрутов и источников обеспечивает необходимую гибкость системе.

• Европейский газ подорожал до ~$500 за тыс. кубометров на фоне страхов вокруг поставок СПГ из зоны конфликта (Катар и Ормузский пролив).
• ЕС официально утвердил прекращение закупок российского газа: запрет новых контрактов с 2026 года, полное сворачивание краткосрочных сделок к середине 2026.
• Высокие запасы газа (более 70% ПХГ) и диверсификация импорта помогают удерживать рынок от резких колебаний, несмотря на сокращение поставок из России.

Нефтепродукты и НПЗ: баланс внутреннего рынка

На внутреннем рынке топлива в России наблюдается относительно стабильная ситуация, несмотря на ряд ограничивающих факторов. В середине июня оптовые цены на основные нефтепродукты (бензин, дизель) закрепились на повышенных, но предсказуемых уровнях и в последние дни существенно не растут. Ранее весной отмечалось некоторое напряжение – цены поднимались вслед за удорожанием нефти и началом сезонного роста спроса – однако к концу июня рынок сбалансировался. Правительство совместно с нефтяными компаниями держит под контролем обеспечение топливом: действует демпферный механизм, смягчающий влияние экспорта на внутренние цены, при необходимости корректируются экспортные квоты и нормативы запасов топлива.

Российские нефтеперерабатывающие заводы (НПЗ) в летний сезон работают с высокой загрузкой, обеспечивая потребности внутреннего рынка бензина и дизтоплива. Увеличение автомобильного трафика в период отпусков сопровождается ростом потребления топлива, но действующих мощностей достаточно, чтобы закрыть спрос без дефицита. После перестройки экспортных потоков в 2022–2023 годах (в связи с санкциями и изменением направлений торговли) многие НПЗ перепрофилировали часть продукции на внутренний рынок и наладили новые цепочки сбыта в дружественные страны. Это позволило сохранить рентабельность переработки и одновременно избежать острых перебоев с поставками топлива внутри страны.

Дополнительно, государство стимулирует модернизацию и расширение мощностей НПЗ. Реализуются инвестиционные проекты по глубокой переработке нефти, призванные увеличить выход светлых нефтепродуктов и снизить избыточный выпуск мазута. Такие меры в долгосрочной перспективе укрепят энергообеспечение страны и снизят зависимость внутреннего рынка от внешней конъюнктуры. В результате, на конец июня внутренние цены на бензин и дизельное топливо остаются относительно стабильными, а розничные цены на заправках для потребителей под контролем и предсказуемы.

• Внутренний рынок топлива РФ сбалансирован: оптовые цены в середине лета стабильны после роста весной.
• Нефтяные компании и государство координируют усилия (демпфер, ограничения экспорта), предотвращая дефицит топлива на АЗС.
• НПЗ работают на высокой загрузке, модернизируют производство и перенастроили экспорт, что поддерживает предложение бензина и дизеля внутри страны.

Электроэнергетика: сезонные риски и повышение надежности

В сфере электроэнергетики внимание сосредоточено на надежности энергосистем в период летних пиковых нагрузок. В Соединённых Штатах регуляторы предупредили о возможных проблемах с электроснабжением в ряде регионов этим летом: прогнозы независимой корпорации NERC указывают, что при экстремальной жаре дефицит мощностей может возникнуть в Техасе и некоторых центральных штатах. Быстрый рост энергопотребления (в том числе из-за увеличения использования кондиционеров) и вывод из эксплуатации ряда угольных и газовых электростанций создают риск нехватки резервов. Операторы сетей готовятся к пиковым нагрузкам, активируя планы по обеспечению надежности – от запуска резервных генераторов до программ управления спросом. В целом власти США и энергокомпании заявляют о принятии мер, чтобы предотвратить веерные отключения, но призывают потребителей к разумному энергопотреблению в часы максимума.

В Европе продолжается анализ инцидентов и реформирование отрасли для повышения устойчивости энергосистем. Недавно власти Испании опубликовали отчет по расследованию апрельского блэкаута, оставившего 28 апреля без электричества значительную часть страны и соседней Португалии. Выяснилось, что причиной сбоя стали технические ошибки в расчетах баланса мощности и ряд факторов в энергосистеме – резкие колебания напряжения на фоне высокой генерации солнечных электростанций и недостаточно быстрая реакция резервных мощностей. В результате правительство Испании возложило ответственность на оператора сети Redeia и некоторые генерирующие компании, указав на необходимость модернизации сетевой автоматики и процедур балансировки. Этот случай заставил весь Евросоюз еще раз задуматься о надежности энергоснабжения: по всей Европе активизируются программы по укреплению энергосетей, внедрению умных систем управления, установке дополнительных резервных мощностей и накопителей энергии, чтобы подобные отключения не повторялись.

В самой России энергосистема функционирует устойчиво, серьезных сбоев за последнее время не зафиксировано. Летний период используется для профилактических ремонтов и модернизации инфраструктуры электросетей. Правительство и отраслевые компании реализуют долгосрочные проекты цифровизации сетевого комплекса и строительства новых линий электропередачи, что должно повысить надежность энергоснабжения даже в удаленных регионах. Особый акцент делается на интеграции возобновляемых источников и распределенной генерации в Единую энергосистему – для этого совершенствуются системы управления потоками энергии. В перспективе такие инвестиции и реформы позволят российской электроэнергетике без перебоев проходить периоды пикового спроса и обеспечивать потребителей качественной электроэнергией.

• США готовятся к летним пикам потребления: регуляторы предупреждают о рисках нехватки мощности в отдельных регионах, принимаются меры для предотвращения отключений.
• Европа после масштабного блэкаута в Испании усиливает внимание к надежности сетей: требуется модернизация сетевой инфраструктуры и систем балансировки в условиях роста доли ВИЭ.
• Российская энергосистема работает стабильно; проводятся плановые обновления и цифровизация сетей, чтобы повысить качество и непрерывность электроснабжения.

Возобновляемые источники энергии: рекорды роста и интеграционные задачи

Возобновляемая энергетика (ВИЭ) продолжает ставить новые рекорды по масштабам развития. По предварительным оценкам профильных агентств, в 2023 году во всем мире было введено в строй порядка 550–560 ГВт новых мощностей на основе ВИЭ (солнечные, ветряные, гидро- и прочие установки). Это беспрецедентный ежегодный прирост, отражающий ускорение глобального энергоперехода. Крупнейший вклад в расширение зеленой генерации внесли Китай, США, Индия и страны ЕС, активно наращивающие строительство солнечных парков и ветряных ферм. Стремление инвесторов к экологичным активам, государственные субсидии и улучшение технологий сделали ВИЭ одним из драйверов энергетического сектора.

Однако столь бурный рост «зеленых» мощностей сопровождается новыми вызовами интеграции в энергосистемы. Возросшая доля переменной солнечной и ветровой генерации требует модернизации сетей и внедрения средств накопления энергии. Опыт последних месяцев показывает, что без достаточных резервных мощностей или систем хранения (аккумуляторов) энергосистема подвержена скачкам напряжения и перебоям, когда меняются погодные условия. Поэтому эксперты сходятся во мнении: для обеспечения долгосрочной надежности нужны значительные инвестиции в интеллектуальные сети, крупные батареи, а также в гибкие газовые и гидроэлектростанции, которые могут быстро компенсировать просадки выработки солнца или ветра. Сбалансированное развитие – увеличение доли ВИЭ параллельно с укреплением инфраструктуры – становится ключевой задачей отрасли на ближайшие годы.

Рынок ВИЭ в СНГ тоже постепенно набирает обороты. В России совокупная установленная мощность возобновляемых источников (без учета крупных ГЭС) может вырасти примерно на 15% по итогам 2025 года и достичь ~7,5 ГВт, как прогнозируют в Ассоциации развития возобновляемой энергетики. В разных регионах страны вводятся новые объекты: так, недавно запущена солнечная электростанция мощностью 5 МВт в Чечне (Ачхой-Мартановская СЭС), а еще несколько СЭС суммарно почти на 60 МВт начали работу в Якутии. Продолжается строительство ветропарков на юге России. Госпрограммы и конкурсные отборы проектов ВИЭ стимулируют инвесторов – по данным Минэнерго, на недавние торги по отбору проектов ВИЭ (май–июнь 2025 г.) было подано несколько десятков заявок, в том числе от иностранных компаний из 10+ стран. Это свидетельствует о сохраняющемся интересе к возобновляемой энергетике даже в традиционно «нефтегазовых» экономиках.

В мире также наблюдаются технологические прорывы в этой сфере. Например, в июне было объявлено о новом рекорде эффективности солнечных панелей: в лабораторных условиях достигнута КПД тандемного солнечного элемента 29,5%. Продолжается расширение производственных мощностей для ВИЭ: китайские компании инвестируют в заводы по выпуску аккумуляторов (в том числе открыта новая гигафабрика батарей во Франции), а западные энергетические гиганты пересматривают стратегии – хотя некоторые, как норвежская Equinor, скорректировали планы по вводу зеленых мощностей вниз (из-за роста издержек), общий тренд остается восходящим. Доля ВИЭ в мировом энергопотреблении неуклонно увеличивается, приближая человечество к более чистой и устойчивой энергетике.

• Глобальный ввод мощностей ВИЭ бьет рекорды (более полутеравата новых установок в 2023 г.), лидируют Китай, США, Индия и ЕС.
• Быстрый рост «зеленой» генерации требует вложений в инфраструктуру: сети, накопители энергии и резервные мощности для стабильной работы энергосистем.
• В России и СНГ ВИЭ-сектор также развивается: ожидается +15% к мощностям в РФ в 2025 г., запускаются новые солнечные и ветровые станции при поддержке государства.

Уголь: адаптация экспорта и ценовые тенденции

Мировой угольный рынок в июне демонстрирует смешанную динамику. Цены на энергетический уголь остаются значительно ниже прошлогодних пиков, когда котировки взлетали до астрономических высот, однако в последние недели наметился умеренный рост. Подорожание газа в Европе и Азиатско-Тихоокеанском регионе привело к тому, что некоторые энергокомпании вновь увеличили сжигание угля для генерации электричества – стараясь компенсировать дороговизну газа. На этом фоне стоимость высококалорийного угля для европейских потребителей с начала июня поднялась ориентировочно на 7–9%. Дополнительную поддержку ценам оказывают перебои с поставками у крупных экспортеров: периодические наводнения и технические неполадки в Австралии и Индонезии сокращают отгрузки угля на мировой рынок. В результате цены на уголь удерживаются выше уровней ранней весны, хотя и далеки от рекордных значений прошлого года.

Долгосрочно перспективы угольной отрасли оцениваются сдержанно из-за климатической повестки. Во многих западных странах действует курс на отказ от угля: вводятся высокие углеродные платежи, строятся возобновляемые мощности, закрываются старые ТЭС. Например, в Европейском союзе использование угля в энергетике планомерно сокращается, и в I половине 2025 года выработка электроэнергии на угольных станциях ЕС упала на двузначные проценты г/г. Однако в Азии уголь по-прежнему играет ключевую роль. Китай и Индия, две крупнейшие экономики региона, продолжают наращивать внутреннее потребление угля, чтобы покрыть растущий спрос на электроэнергию и предотвратить отключения. Китайские угольные шахты бьют рекорды добычи (+6–7% за год в январе-мае 2025 г.), позволяя стране даже снизить импорт угля ~на 14% и при этом удовлетворять внутренние нужды. Одновременно китайское правительство, несмотря на масштабные программы развития ВИЭ, одобрило строительство новых угольных ТЭС – исключительно для обеспечения стабильности энергосистемы в часы пиковой нагрузки. Индия также увеличила собственную добычу и сократила импорт примерно на 5%, стараясь меньше зависеть от внешних поставок.

Российский угольный сектор, пережив серьезные испытания в 2022–2023 годах, постепенно адаптируется к новым условиям. По данным Минэнерго РФ, за период январь–май 2025 года совокупный экспорт угля из России вырос примерно на 0,5% по сравнению с тем же периодом прошлого года. Пусть рост пока символический, но он свидетельствует о стабилизации после падения: угольным компаниям удалось перенаправить часть потоков на восток – в страны Азии и другие дружественные рынки – компенсируя потерю европейского направления. Особый вклад в увеличение поставок внесла Якутия: благодаря открытию новой Восточной железнодорожной ветки экспорт якутского угля на азиатские рынки заметно вырос. Правительство России оказывает отрасли поддержку в условиях изменившейся логистики: для ряда дальневосточных и сибирских производителей введены льготы на ЖД-тарифы при транспортировке угля к тихоокеанским портам, что делает российский уголь более конкурентоспособным в Азии. Кроме того, власти стимулируют проекты по глубокой переработке угля внутри страны (производство углехимической продукции), чтобы снизить зависимость компаний от волатильных цен на сырой энергетический уголь.

Для инвесторов уголь остается противоречивым сегментом. С одной стороны, глобальный тренд на декарбонизацию подразумевает снижение роли угля и потенциальные стратегические риски для отрасли. С другой – краткосрочные факторы (например, экстремальная жара или рост цен на альтернативные виды топлива) могут периодически повышать спрос на уголь и прибыльность угольных компаний. Лето 2025 года станет во многом показательным: если в северном полушарии установится аномальная жара, возрастет потребление электроэнергии на кондиционирование, что способно поддержать спрос на уголь и его цену. Однако в стратегическом плане угольные компании готовятся к переходному периоду: расширяют рынки сбыта за пределами Европы (ориентируясь на Китай, Индию, Турцию), оптимизируют издержки и вкладываются в новые технологии. Отрасль постепенно трансформируется, чтобы сохранить устойчивость в условиях энергоперехода.

• Российский экспорт угля понемногу восстанавливается (+0,5% за 5 месяцев 2025 г.) благодаря переориентации поставок на восточные рынки и господдержке логистики.
• Мировые цены на уголь в июне подросли (на 7–9%) из-за подорожания газа и перебоев у экспортеров, но остаются намного ниже пиков 2022 года.
• Западные страны ускоряют отказ от угля ради климата, тогда как в Азии спрос на уголь все еще высок – Китай и Индия расширяют добычу и строят новые угольные электростанции для энергобезопасности.

Другие новости: сделки и события отрасли

Наконец, ряд заметных корпоративных событий привлек внимание участников топливно-энергетического рынка:

• Афганистан и иностранные инвесторы: власти Талибана неожиданно разорвали крупный нефтяной контракт с китайской компанией. Речь идет о 25-летнем соглашении, подписанном в 2023 году, на разработку нефтяных месторождений бассейна Амударьи (инвестиции $540 млн в первые 3 года). Афганская сторона заявила, что инвестор систематически не выполнял обязательства и отставал от графика работ. Специальная комиссия выявила многочисленные нарушения, после чего Министерство нефти и добычи Афганистана объявило о аннулировании сделки. Этот инцидент подчеркивает сложности ведения бизнеса в нестабильных юрисдикциях и создает неопределенность вокруг перспектив нефтяного сектора Афганистана.
• Расширение сотрудничества Россия – Индонезия: на полях Петербургского международного экономического форума (ПМЭФ) состоялись переговоры между Россией и Индонезией, завершившиеся подписанием важных энергетических договоренностей. Президент РФ Владимир Путин заявил, что Россия готова наращивать прямые поставки углеводородов (нефти, нефтепродуктов, СПГ и угля) в Индонезию, а также участвовать в освоении индонезийского шельфа. Кроме того, реализуется совместный проект по строительству крупного нефтеперерабатывающего и нефтехимического комплекса в Восточной Яве. Индонезия названа одним из ключевых партнеров России в Азиатско-Тихоокеанском регионе, и укрепление энергетических связей открывает новые возможности для обеих сторон.
• Сделки на рынке СПГ: японская корпорация JERA (крупнейший производитель электроэнергии Японии) заключила в США долгосрочные контракты на закупку до 5,5 млн тонн сжиженного природного газа (СПГ) в год. Срок соглашений – 20 лет, поставки начнутся с 2029 года. Благодаря этой сделке общий импорт СПГ из США для JERA удвоится – до ~10 млн тонн ежегодно, что увеличит долю США в структуре поставок компании с нынешних ~10% до почти 30%. Такой шаг вписывается в стратегию Японии по диверсификации источников газа и, как отмечают аналитики, отчасти отвечает на запрос Вашингтона на увеличение экспорта энергоносителей в Азию.
• Ближний Восток привлекает партнеров: несмотря на геополитическую напряженность, страны Персидского залива продолжают активно продвигать инвестиционные проекты. Например, Бахрейн предложил российским энергетическим компаниям использовать свою инфраструктуру (нефтехранилища, терминалы) в качестве плацдарма для выхода на рынки Ближнего Востока. В сфере нефтехимии ближневосточные и международные концерны обсуждают расширение производственных мощностей – спрос на продукцию нефтехимии (пластики, удобрения) растет, и регион стремится усилить свою роль не только как поставщика сырья, но и как производителя готовой продукции.
• Итоги ПМЭФ для энергетики: в рамках ПМЭФ-2025 российские топливно-энергетические компании подписали ряд соглашений, акцентированных на технологиях и импортозамещении. Заключены контракты на поставку отечественного энергетического оборудования для электростанций и сетей, договоренности о сотрудничестве в области водородной энергетики, развитиии возобновляемого водорода и проектах по улавливанию и хранению углерода. Эти инициативы демонстрируют стремление российского ТЭК инвестировать в инновации и обеспечивать устойчивость отрасли в новых условиях.

Таким образом, актуальные новости ТЭК к пятнице 20 июня охватывают широкий спектр тем – от продолжающегося роста цен на нефть и газ под влиянием ближневосточного кризиса до стратегических шагов компаний и государств по развитию энергетического сотрудничества и модернизации отрасли. Для инвесторов и участников рынка топливно-энергетического комплекса важно учитывать как краткосрочные факторы (геополитические риски, конъюнктуру цен на сырье), так и долгосрочные тенденции (энергопереход, изменение структуры спроса, технологические инновации). Только всесторонний подход позволит успешно ориентироваться в текущей обстановке и принимать взвешенные решения на энергорынках.

Изменение цен на нефтепродукты с 20 июня 2025 года

ООО «РЕСУРС»

Цены указаны с учётом НДС. Доставка бензовозами — 24 часа в сутки, объём от 1 до 30 кубометров.

Светлые нефтепродукты (внутренний рынок)

АИ-95 (Центральный федеральный округ)

• ЛПДС Володарская — 70 300 ₽, изменение: +500 (ρ=0,740)
• НПЗ Московский — 70 300 ₽, изменение: +500 (ρ=0,740)
• НПЗ ЯНОС — цена по запросу (ρ=0,740)

АИ-92 (Центральный федеральный округ)

• ЛПДС Володарская — 67 200 ₽, изменение: +300 (ρ=0,740)
• НПЗ Московский — 66 800 ₽, изменение: +400 (ρ=0,747)
• НПЗ ЯНОС — цена по запросу (ρ=0,740)

Дизельное топливо ЕВРО

Центральный федеральный округ

• ЛПДС Володарская — 64 500 ₽, изменение: +500 (ρ=0,845)
• НПЗ Московский — 64 500 ₽, изменение: +500 (ρ=0,840)
• ЯНОС — цена по запросу (ρ=0,840)
• ЛПДС Володарская (повторно) — 63 500 ₽, изменение: +600 (ρ=0,840)

Южный федеральный округ

• НБ Пром-Нефть-Сервис — 64 500 ₽ (ρ=0,840)
• ЛПДС Никольское — 63 000 ₽, изменение: +300 (ρ=0,840)
• ЛПДС Воронеж — 63 000 ₽, изменение: +300 (ρ=0,840)
• ЛПДС Брянск — 64 000 ₽, изменение: +100 (ρ=0,825)

Аналоги дизельного топлива (ЦФО)

• НПЗ Первый завод (ТВВ 1) — 54 500 ₽ (ρ=0,838)